智能分布式配电保护及自愈控制系统

　　摘要：完善的继电保护和自愈控制是提高配电网供电可靠性的关键技术手段。智能分布式配电保护及自愈控制系统，能够基于智能终端包括继电保护装置之间直接对等交换实时数据，通过自主判断、自主决策、协同工作，实现快速隔离故障、缩短停电时间，是中心城市(区)配电网保护控制的发展方向。

　　文章分析了实现该方案所需的基础条件，介绍了继电保护功能配置的优化方案和自愈控制的实现策略，针对不同的接线形式和基础条件给出了一些工程应用实例。未来，保护控制自动化系统的深度融合、一次二次设备的融合、通信技术(特别是5G)的发展、分布式发电(包括负荷侧储能)的应用值得期待，基于状态监测的隐患诊断与隐患排除还需要深入研究。

　　关键词：配电网,继电保护,自愈控制,状态监测

　　0引言

　　配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施。我国在发电容量、输电能力方面已经取得了巨大进步，作为联系用电侧的“最后十公里”[1]，配电网成为满足用户用电需求、提高供电可靠性的关键环节。

　　2015年7月，国家能源局印发《配电网建设改造行动计划(2015—2020年)》[2]，明确要求：到2020年，中心城市(区)智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.99%，用户年均停电时间不超过1h，供电质量达到国际先进水平。要保证中心城市(区)较高的供电可靠率，离不开完善的继电保护和自愈控制。

　　继电保护用于检出故障或其他异常情况，从而切除故障、终止异常情况、发出信号或指示。“自愈”的概念首先出现在生物医学等生命科学领域，用于配电网则指在无需或者仅需少量人工干预的前提下，自动进行故障定位、故障隔离、供电恢复，不影响电网的安全运行与供电质量，或将故障的影响降至最低[3-4]。

　　故障定位、故障隔离、供电恢复，简称FLISR，又称为馈线自动化(FA)。继电保护也可以看作是自愈控制的一部分。目前工程应用的馈线自动化模式主要有：就地级差模式、重合器模式、主站集中模式。其中就地级差模式基于断路器的阶段式电流保护应用广泛，但该模式受配电网架和运行方式的影响较大，往往不能满足灵敏性或保护范围的要求。

　　重合器模式基于就地开关设备实现馈线自动化，主要采用电压-时间型等方式，简单经济，对提高供电可靠性具有一定的作用，但该模式隔离故障需要多次重合，对设备冲击大，而且恢复供电时间长。

　　主站集中模式充分利用通信网络，采用主站集中监控获取全面信息，确定最优故障隔离和恢复算法，可有效提高配电网的供电可靠性，是目前馈线自动化的主流方案，但该模式实质上是在智能终端(包括继电保护装置)无选择性动作后的恢复供电，无法实现重要区域的供电可靠性目标，且该模式需要安装专门的控制主站，对通信网络的依赖性很强，终端与主站之间的数据传输量大，当主站通信故障时，会导致整个系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电的功能。

　　针对目前控制模式故障处理时间长、保护上下级配合困难、系统可靠性低、开关设备损耗大等缺点，提出了智能分布模式[5-7]，通过智能终端(包括继电保护装置)之间直接对等交换实时数据，自主判断、自主决策、协同工作，不依赖于主站，自动快速地完成配电网故障隔离和供电恢复。

　　该模式系统结构简单、动作速度快、灵活性好、运维简便，适用于对供电可靠性要求特别高的核心地区或者供电线路。本文分析了分布式配电保护及自愈的系统构成，介绍了继电保护功能配置的优化方案和自愈控制的实现策略，针对不同的接线形式和基础条件给出了一些工程应用实例，并对未来发展作出展望。

　　1分布式配电保护及自愈控制的系统构成

　　要实现分布式配电保护及自愈控制，必须满足可观性、可控性要求。从可观性来说，要配置必要的电流和电压互感器、智能终端、通信手段，能够自动共享信息，识别配电网架拓扑，识别故障及其发生区段，预测转供前后的负荷变化。从可控性来说，也要有自动判断、决策并发出跳闸合闸和调整等控制命令的终端，传输命令的通信通道，执行控制命令的断路器等设备。

　　1.1电流和电压互感器

　　目前，变电站和开关站进线及出线配置三相电流互感器，母线上安装电压互感器;架空线路柱上断路器、负荷开关一般配置三相电流互感器、零序电流互感器，部分还配有电阻或者电容分压传感器用于测量电压;电缆线路环网柜进线和出线配置三相电流互感器，母线上安装电压互感器。由于不能获得完整的电流电压信息，在继电保护功能配置、控制决策计算、控制策略选择方面受到一定程度的限制。另外，常规互感器体积大、安装不便。采用基于小铁芯线圈或者空心线圈(罗氏线圈)、电阻和/或电容分压器的低功率互感器(LPIT)[8-9]，配合就地安装的智能终端，将大大改善配电网的可观性[10]。

　　1.2智能终端

　　在分布式配电保护及自愈控制系统中，继电保护装置、配电终端、故障指示器，都可以看作是智能终端。智能终端在硬件配置上，一般应具有模拟量输入、开关量输入、开关量输出、处理单元、辅助电源、通信接口等模块;在软件上，应能够实现不同层次的继电保护功能、监测功能、协调控制功能，支持不同的通信协议。

　　配电自动化智能终端[11]，除具备常规配电自动化终端[12]的所有功能以外，还具备分布式馈线自动化功能和即插即用功能。分布式馈线自动化功能，可以不依赖于配电主站，而是直接通过配电终端之间相互通信实现馈线的故障定位、隔离和非故障区域自动恢复供电，并将处理过程及结果上报配电自动化主站，根据其处理完成在上级变电站切除故障之前还是之后分为速动型(适用于断路器)和缓动型(适用于负荷开关)。

　　即插即用功能，是指配电终端具有统一标准的电气和数据接口、标准的自描述数据模型，通过标准的通信协议自动接入相关系统或设备。故障指示器用于故障发生后快速定位故障区段，它实时检测线路的电气量，通过一定的故障判别算法，当故障发生时发出警示[13]。根据故障检测原理，故障指示器可分为3种类型：外施信号型、暂态特征型和暂态录波型。目前，智能故障指示器已能主动将故障信息上传至配电网主站，实现故障自动定位[14]。

　　1.3通信手段

　　实现分布式配电保护及自愈控制，需要有较完善的通信手段，关注通信的快速性、可用性、可靠性、互操作性、可扩展性、安全性、同步性。

　　1.3.1通信媒介

　　用于配电线路的通信媒介分为有线通信和无线通信。电缆线路一般有随同敷设的光缆，通信条件较好;架空线路则主要依赖无线通信，又分为公网和专网。为了获得较好的通信性能，在分布式配电保护及自愈控制系统中，有线通信应尽量采用光纤，无线通信尽量选择专网。

　　1.3.2通信协议

　　对于分布式配电保护及自愈控制系统而言，IEC61850容易实现即插即用、互联互通，应该是最适宜的。可以通过GOOSE机制传递状态量信息用于配电网架的拓扑识别，交换故障方向信息构成纵联方向保护，传递控制命令以完成故障隔离和供电恢复。如果通信容量允许，也可以直接传输模拟量信息，构成纵联差动保护[15]。

　　国际电工委员会技术报告IECTR61850-90-6:2018《IEC61850在配电自动化系统中的应用》[16]提供了应用IEC61850进行系统和元件之间的信息交换以支持配电自动化应用时需要考虑的基本方面，包括典型应用的用例、常用元件的建模方法、新的逻辑节点和对现有逻辑节点的扩展、通信体系结构和服务、IED配置方法、故障通路指示用传感器的IEC61850模型等。

　　1.4电源

　　在配电网的各个节点上，需要为智能终端提供工作电源、为断路器提供操作电源。变电站、开关站等场合可直接使用公用直流电源。架空线路柱上开关、电缆线路环网柜，可以由外置电源变压器、高压取能装置、电压互感器甚或电流互感器和蓄电池、超级电容共同供电。有条件的，也可以用光伏板[17]。

　　1.5开关设备

　　对于架空线路，安装在架空线柱上的开关设备有断路器、重合器、负荷开关、自动分段器、自动分界开关、自动分支开关等。其中，负荷开关、自动分段器不能开断故障电流，不能配合保护控制系统实现故障的快速、准确切除和供电的恢复。考虑到断路器价格与负荷开关相差不大，应该尽量配置可以切断和关合故障电流的断路器，特别是长线路后段(超出变电站过流保护范围)、大分支线路首端、用户分界点处[18]。

　　对于电缆线路，环网柜中可能配置负荷开关、断路器或者负荷开关-熔断器组合电器，电缆分支箱中一般配置熔断器、隔离开关或者可带电插拔的电缆终端头，有时也配置开关设备。电缆分支箱将逐步被环网箱取代[18]。

　　2分布式配电保护及自愈控制的实现策略

　　2.1拓扑分析和状态评估

　　配电网结构常常因为增容、技改、城建等原因发生永久性改变，或者因为运行需要发生动态改变。故障隔离方案、供电恢复方案的生成依赖于配电网的拓扑分析功能。该功能需要强大的计算能力支持，目前主要集中在配电自动化主站系统中实现。在分布式自愈控制中，为快速恢复供电，期望由智能终端收集拓扑动态信息、承担拓扑分析任务，其基本思路是：每个配电终端仅需配置安装处的基本拓扑信息，通过对等通信获取相关配电终端的拓扑信息，进而拼接生成故障定位和保护控制所需的整个拓扑信息，分析速度快、配置简单[19-22]。

　　故障发生后，能否通过转供方式恢复供电，一个关键因素就是转供后不能过载。电网一次系统规划时应预留转供裕度。正常运行时，智能终端应能自主识别联络开关位置，持续采集相邻区段的负荷信息，预测转供前后的负荷变化，随时为故障切除后的恢复供电做准备[22]。

　　2.2配电保护及故障隔离

　　依据现行标准[23]，母线宜采用不完全电流差动保护，保护装置仅接入有电源支路的电流。对配电线路相间短路故障，可装设两段过电流保护，必要时配置光纤电流差动保护作为主保护、带时限的过电流保护为后备保护;对于接地故障，母线上应装设单相接地监视装置，满足保护选择性和灵敏性要求时线路上应装设动作于信号的单相接地保护，必要时应装设动作于跳闸的单相接地保护[18]。

　　对于断线故障，文献[24]针对小电阻接地配电网给出了解决方案。要减少故障停电时间，应首先完善配电网保护的配置与整定[25]，加强主保护、配置断路器失灵保护、减少对阶段式电流保护的依赖，将故障隔离时间由秒级、分钟级降低至百毫秒级。对于配电母线应考虑配置电流差动保护或者电弧光保护[26-27]作为主保护，保证母线故障的快速隔离。

　　对于配电线路应优先采用纵联差动保护作为主保护，使用光纤专用通道时可采用与输电网相同的“乒乓”方案来实现两侧采样同步，使用光纤以太网时可以通过IEEE1588对时系统实现高精度时钟同步，以及基于以太网无源光网络(ethernetpassiveopticalnetwork，EPON)固有的IEEE802.1AS时钟同步机制来实现差动保护采样同步[28]，另外还可以考虑通过检测故障发生时刻来同步[29]。

　　基于GOOSE机制交换故障方向信息的线路纵联方向保护、反向联锁式(方向式)母线保护可作为主保护的快速后备，实现保护冗余配置，提高可靠性。应增加断路器失灵保护作为近后备保护，在断路器拒动时，发远跳命令跳开相邻开关，保证隔离故障。最后，再辅以常规的阶段式电流保护作为后备保护，当主保护失效时才允许投入，以尽可能避免多级开关的级差整定配合和由此带来的长故障切除时间。

　　构成阶段式电流保护的上下游终端之间可以通过交换“是否曾经流过故障电流”这一信息，采用允许式(未流过故障电流的终端向上游终端发允许跳闸信号)或者闭锁式(流过故障电流的终端向上游终端发闭锁跳闸信号)逻辑，来识别并隔离故障区段[3，5，30]。

　　2.3供电恢复

　　发生于架空线路上的瞬时性故障成功切除后可依靠重合闸恢复供电。电缆线路、电缆架空混合线路一旦发生故障，一般认为是永久性故障，其重合闸功能停用。架空线路上发生永久性故障，电缆线路、电缆架空混合线路上发生故障被切除后，依靠自动化系统恢复受牵连的非故障区段供电。

　　故障前，配电线路可能开环运行，也可能闭环运行。闭环运行的配电线路不存在非故障区段供电恢复的问题。对于开环运行的配电线路，确认故障被成功隔离后，且故障未发生在线路末段即联络开关相邻区段、联络开关相邻开关未发生失灵拒动、转供后不会引起过载，智能终端将向联络开关发合闸命令，恢复对未发生故障区段的供电。

　　如果确认转供后会引起过载，可以根据带载裕量，只对受牵连的非故障停电区段的一部分恢复供电。也可以利用过负荷报警功能，转供后确实发生过负荷时，通过人工干预进行远方或就地减载操作来补救。配电网上游电源进线或者配电变压器发生故障被切除后，可依靠备用电源自动投入功能，切换到备用电源继续运行。

　　3工程应用实例

　　3.1双环网自愈控制系统

　　某超大城市双环网分布式继电保护与自愈控制系统的一个工程实例，为简洁起见只画出一部分保护控制设备。S1和S4形成一个环网，S2和S3形成另一个环网。S1和S2可以来自不同变电站或者同一变电站的不同母线，S3和S4类似。主干网配置纵联差动保护装置，采用专用光纤通道，动作信号通过硬接点方式接入到分布式配电保护自愈控制装置。

　　环网两端的变电站侧出线间隔另外配置1台线路保护装置参与自愈控制，开闭所每段母线分别配置分布式配电保护自愈控制装置，相互之间采用GOOSE通信。变电站侧新增的线路保护装置与自愈控制装置协同工作，主要功能有：发送闭锁自愈的信号、配合对侧实现“线路网络拓扑保护功能”、变电站侧开关热备用时自愈合闸功能、自愈合闸后加速保护功能、过负荷报警功能、联跳小电源功能。

　　自愈控制装置集成了保护功能和控制功能，具体包括母线保护、断路器失灵保护、故障解列、低频低压减载、主干线路开关和母线分段开关的过流后加速保护(可经复压闭锁)、零序过流后加速保护(可经自产零压闭锁)、主干线路开关的过负荷报警功能、故障隔离功能、单环串供的开环点开关自愈合闸功能、就地母线分段备自投功能。串供自愈优先于开闭所的就地母线分段备自投。开闭所原有的分段备自投装置停用。

　　自愈控制装置提供“线路网络拓扑保护”功能，当纵联差动保护装置拒动时，自愈控制装置依据同一条线路区段两侧开关的过流(或零序过流)及方向标志的组合信号(通过GOOSE传递)，判断线路区段内故障并记忆，在无压无流后跳闸，是一种“缓动型”保护功能。自愈控制逻辑在检测到纵联差动保护、“线路网络拓扑保护”等动作后启动，检测所跳开关分闸到位、母线失压、主干线路无流，经延时(可与重合闸功能配合)后发自愈控制命令合联络开关。

　　必要时，先行跳开停电区段所连的小电源。将来扩建，比如串供回路上新增一个开闭所，则在新增的开闭所配置2台分布式配电保护自愈控制装置，同时修改与新增开闭所相邻的2个开闭所分布式配电保护自愈控制装置的相关配置，其他开闭所控制装置的配置无需改动。该系统通过配电保护与自愈控制多层次、跨站域协同技术，实现了百毫秒级故障定位隔离、无级差自愈配合、秒级供电恢复。系统于2018年10月28日投入运行，为重大活动保供电提供了有力支撑。

　　3.2三供一备主接线自愈控制系统

　　专利申请CN2018110350052公开了一种智能分布式保护自愈控制系统，用于三供一备主接线配电网[31]。在3条主供电线路的每个配电房以及联络切换房均配置1台分布式配电保护自愈控制装置和1台交换机，在每座变电站出线侧配置1台线路光纤纵联差动保护装置和1台交换机。在每条主供电线路中，变电站出线侧的差动保护装置与对侧配电房的自愈控制装置之间、相邻的自愈控制装置之间均通过专用光纤相连并形成线路光纤纵联差动保护专用通道;在每条主供电线路中，其各交换机与联络切换房中的交换机之间形成环网通信线路。

　　变电站出线侧的差动保护装置通过GOOSE机制与对侧配电房的自愈控制装置之间交互信息，在常规保护功能的基础上，增加线路零序差动保护、“线路网络拓扑保护”(过流和零序过流)、零序过流后加速保护、GOOSE远跳功能、备自投闭锁等功能。分布式配电保护自愈控制装置集成保护、测控、控制功能。

　　具体包括：线路光纤纵联差动保护、“线路网络拓扑保护”、母线差动保护、各间隔的过流保护(两段)和零序过流保护、各间隔的过流后加速保护(可经复压闭锁)和零序过流后加速保护、各间隔的重合闸、断路器失灵保护、无压跳闸功能、远跳功能、大电流闭锁跳闸、TA断线跳闸、不停电传动、测控功能、备自投合闸前过载预判、备自投合闸等。“线路网络拓扑保护”作为主干线路光纤纵联差动保护的快速后备保护。无压跳闸功能适用于主干路径上变电站对侧开关、联络切换房对侧开关。

　　远跳功能用于母差保护动作、失灵保护动作、TA断线跳闸、手跳变电站侧开关时远跳线路对侧开关。大电流闭锁跳闸逻辑用于当故障电流超过允许值(断路器断流能力)时，闭锁本断路器跳闸。TA断线跳闸逻辑用于检测到TA断线时，启动跳闸。不停电传动功能允许通过人机界面进行操作，实现不停电传动断路器功能。

　　电源S4通过断路器1、2、3分别作为3条主供线路的转供电源。安装于联络切换房的自愈控制装置，接收其他自愈控制装置以GOOSE通信方式发送的负荷信息，启动转供前预判备用电源S4是否过载。该方案能够满足某超大城市核心区年平均停电2.5min的高可靠供电目标。

　　3.3花瓣形主接线自愈控制系统

　　“花瓣型”接线是指一个闭环网络由两路变电站出线供电，闭环网络之间也有联络，形成花瓣式网络。S1带开关站1~3的母线1形成一个花瓣接线，S4带开关站4~6的母线1形成另一个花瓣接线，两个花瓣之间在每个开关站都配置双联络线，经自愈控制。每个花瓣都采用合环运行，花瓣之间采用开环运行。为简洁起见只画出一部分保护控制设备，S2与S3的花瓣接线与保护控制设备配置情况类似。

　　对于每个花瓣的主干线路，以及花瓣之间的联络线路，配置线路光纤纵差保护装置，采用专用光纤通道。当线路发生N-1故障时，线路光纤纵差保护快速切除故障，负荷由环网另一方向电源连续供电，可保证供电零闪动。另外配置阶段式方向过流保护作为后备。当主干线路发生N-2故障，或上级变电站故障后，造成1个花瓣全部停电时，自愈控制可迅速投入花瓣之间联络线路，由对侧花瓣对失电负荷进行转供，确保不失电。

　　在某超大城市行政中心项目中，由线路纵联差动保护装置、母线电流差动保护装置实现双花瓣闭环方式下故障的百毫秒级隔离，由自愈控制装置和继电保护装置配合实现花瓣间的相互支持，确保了该重要区域的可靠供电。

　　4结语

　　应用智能分布式配电保护及自愈控制系统之后，可以在更短时间内隔离各类短路故障，自动识别拓扑结构，恢复供电前进行过载预判以避免盲投、提高转供成功率。智能终端可以基于统一的软件、硬件平台进行标准化设计，灵活采用分散或者集中方式，方便工程实施、运行维护和将来的系统扩展。

　　未来，配电保护、控制、自动化功能将进一步融合以充分利用各种信息和手段保证供电的连续性，一次二次设备也会融合以方便工程实施，新的通信技术比如5G会在配电网保护控制中体现其优势[32]，分布式发电和负荷侧储能的应用可以使得自愈控制手段更为丰富，建立在设备和系统状态监测基础之上的隐患监测、隐患排除功能有待进一步研究。

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